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INTRODUCCIÓN
Los transformadores de potencia son elementos fundamentales para la transmisión de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los centros de consumo, por esta razón, conocer su estado operativo es de vital importancia para garantizar un funcionamiento fiable y libre de fallas. Adicionalmente, la sustitución de dichos activos después de una falla súbita o mantenimiento correctivo, a menudo no es una alternativa económicamente óptima, ya que los costos asociados a esta pueden ser enormes y muchos de los modos de falla dependen de las condiciones de trabajo de cada transformador.
Entre las opciones más atractivas para solucionar este inconveniente, se encuentra el uso de pruebas de diagnóstico y sistemas de monitoreo en línea, con el fin de averiguar el estado del transformador en operación, y aún más, cuando están ubicados en lugares remotos o puntos neurálgicos de la red eléctrica.
En este trabajo se realiza una revisión crítica de algunas técnicas de diagnóstico utilizadas en los transformadores de potencia, describiendo sus principales características, su desarrollo evolutivo y proponiendo un análisis comparativo de las mismas, centrándose en aquellas técnicas con alto potencial para ser aplicadas en línea o eventualmente que ya estén siendo realizadas de esta manera. Finalmente, se muestran las respectivas conclusiones y recomendaciones del caso.
TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA: BREVE DESCRIPCIÓN E HISTORIA
Las fallas en un transformador generalmente poseen orígenes distintos y mezclados entre sí, es decir, que varias causas pueden crear un solo efecto 1. Entre las posibles causas de falla se tienen: errores provenientes del diseño o fabricación, daño en los equipos auxiliares del transformador, error humano durante los procesos de mantenimiento y operación de los equipos y fallas en los circuitos de protección. Por otra parte, existen fallas progresivas, tales como: deformación de los materiales de aislamiento interno y de los devanados, deterioro del aislamiento externo debido a condiciones medioambientales como viento, nieve, sal o polvo o daños en la instrumentación que eviten detectar el deterioro gradual debido a fugas de aceite, fugas de gas, etc. Debido a lo anterior, las técnicas de diagnóstico de fallas en transformadores de potencia adquieren vital relevancia. A continuación se describen brevemente cada una de las ocho técnicas de diagnóstico seleccionadas y adicionalmente se realiza un corto recorrido por su historia.
Técnica de Análisis de Gases Disueltos (DGA)
La técnica de Análisis de Gases Disueltos, es un método que tiene como finalidad analizar los gases generados por fallas incipientes en transformadores sumergidos en aceite. A medida que el transformador se ve sometido a esfuerzos eléctricos y mecánicos, se van generando los gases que son resultado de la descomposición de los materiales aislantes, papel y aceite (2, ocasionando cambios inmediatos y observables que incluso pueden determinar fallas en proceso de evolución. El diagnóstico a través de DGA considera un nivel mínimo admisible para cada uno de estos gases y el cual está establecido en normas como la IEEE C57.146 3 e IEEE C57.104 (4. Diferentes combinaciones entre gases permiten inferir problemas de tipo térmico o eléctrico en el transformador 5.
Breve historia
El análisis de Gases disueltos inicia en 1960 y es utilizado ampliamente en el mundo para detectar averías en los transformadores, diez años después aparecen diferentes técnicas de interpretación tales como Dornenburg (1970), Gases Clave (1973-74), Técnica de Duval (1974) y Rogers (1978). Para el año de 1991 el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) publica el estándar C57.104 con su última revisión en el año 2008 3. En 1999 la International Electrotechnical Commission (IEC) publica su guía para interpretar los gases disueltos llamada IEC 60599 con algunas mejoras publicadas en 2007 y la última revisión oficial en 2015 6. En 2002 Michel Duval publica dos artículos, el primero es una interpretación de DGA utilizando la IEC 60599 y comparándolo con la base de datos del comité técnico TC-10 (Comité Técnico de Fluidos para aplicaciones electrotécnicas) de la IEC en compañía de A. dePablo 7. El segundo, es una revisión de las fallas detectables por análisis de gases en el aceite en los transformadores a través del triángulo de Duval, haciendo énfasis en la interpretación de la prueba 8. En el año 2004 Sayed A. Ward implemento DGA como diagnóstico para evaluar la condición de los transformadores en servicio (9 y un año más tarde Michel Duval y James Dukarm proponen algunas mejoras para DGA 10. Para 2006 Suwarmo reporta datos experimentales sobre los efectos del arco en los gases disueltos en los aceites de los transformadores 11, dos años después, Michel Duval propone nuevas versiones de su triángulo para interpretar diferentes tipos de fallas 12 y en 2009 se publica una nueva versión de las guías IEEE anteriormente nombradas y de la American Society for Testing Materials ASTM D 3612 13. En el año 2010 aparece una publicación de A. Mackenzie donde muestra como el DGA puede ser usado para realizar monitoreo en línea 14. Luego, en el año 2011 se utilizan las redes neuronales artificiales con el fin de realizar interpretaciones de averías a través de DGA, trabajo realizado por M. Golkhah 15. Los dos años siguientes se realizan diferentes artículos de correlaciones entre interpretaciones de resultados de DGA destacándose la publicación de H.C. Yung 16. En el año 2014, Michel Duval publica una nueva forma gráfica de interpretar DGA a través de un pentágono 17-18.
En la Figura 1 se puede observar un ejemplo del pentágono propuesto que considera 5 gases primarios los cuales son: Hidrógeno (H2), Metano (CH4), Etano (C2H6), Etileno (C2H4) y Acetileno (C2H2), en donde el porcentaje representativo de cada uno de estos, permite calcular a través de un método geométrico basado en las coordenadas que conforman el centroide del pentágono, las posibles zonas de falla presentes en el transformador. Se puede identificar una zona de falla por descargas parciales (PD), una zona por descargas de baja energía (D1), una zona por descargas de alta energía (D2), una zona por fallas térmicas mayores a 700 °C (T3), una zona por fallas térmicas entre 300 °C y 700 °C (T2), y una zona por fallas térmicas menores a 700 °C (T3), entre otros tipo de fallas detectables.
ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA (FRA)
El método de Análisis de Respuesta en Frecuencia básicamente es utilizado para verificar la integridad mecánica de los núcleos de transformador, los devanados y los bastidores de presión de los transformadores de potencia. Consiste en la medición de la relación entre la señal de respuesta en un transformador ante un estímulo, para un amplio rango de frecuencia y la comparación con mediciones de referencia o fábrica 19.
La medición puede ser realizada con 3 métodos diferentes: IFRA (Impulse Frequency Response Analysis) se inyecta un impulso de tensión a los devanados (20, SFRA (Sweep Frequency Response Analysis) se hace un barrido de frecuencia utilizando una señal de tensión sinusoidal 21 o PRBS (Pseudo Random Binary Sequence) se utilizan señales con algoritmos deterministas y aleatorios para generar los espectros de frecuencia. Este ensayo de respuesta en frecuencia tiene como metodología, medir la magnitud de la impedancia, admitancia y magnitudes de corriente en los devanados de los transformadores en una gama de frecuencias comprendidas generalmente entre los 10 Hz y 3MHz.
La medición para los transformadores en buen estado o recién fabricados puede suministrar una especie de huella digital o diagrama de referencia, con la que se comparará el equipo, posterior a la ocurrencia de una falla o evento que pueda haber causado daños en el mismo 22-23. La normatividad respecto a FRA ha sido difundida a través de instituciones como IEC, ICS 24 y CIGRÉ 25. La Tabla 1 muestra los principales tipos de falla que pueden ser detectados utilizando la técnica de FRA.
Breve historia
El análisis de respuesta en frecuencia, tuvo su iniciación en los transformadores en el año 1978 por parte de los ingenieros E.P. Dick y Clifford C. Erven explicando cómo se podría realizar FRA 26, y las ventajas que tenía para la determinación de los parámetros internos del transformador, hablando específicamente de los devanados. Diecisiete años después aparecen J.A. Lapworth y J. Noonan presentando una descripción detallada de FRA y realizan una nueva publicación como actualización en 2007 usando el método SFRA que básicamente consiste en inyectar ondas sinusoidales durante la prueba 27.
En 2002, la IEEE recomienda un método con tres componentes principales, fuente, referencia y medida. Lo anterior, debido a un acuerdo entre la comunidad científica, el cual es acatado por todas las compañías fabricantes de instrumentos de prueba para SFRA, publicando en el año 2013 el estándar C.57-149 28. En el caso de China, también se publicó una norma conocida como DL 911 de 2004 con una última revisión en el año 2016, dicho estándar solo hace referencia a medidas usando SFRA e incluye el principio del método, requerimientos para ejecutarlo y sugiere métodos básicos para el análisis de resultados 29. En 2003 IEC crea el comité de estudio SC-A2-Transformadores, fundando un grupo de trabajo para la aplicación de FRA en transformadores de potencia publicando la norma IEC 60076-18 30. Además se destacan otros artículos que siguen contribuyendo en la evolución del método (31-37. En Colombia también se han realizado publicaciones relacionadas con esta temática 38-41.
MEDICIÓN DE CORRIENTES DE POLARIZACIÓN Y DESPOLARIZACIÓN (PDC)
El análisis PDC es un método de ensayo dieléctrico no invasivo ni destructivo que sirve para determinar la conductividad y el contenido de humedad de los materiales aislantes en un transformador 42. La medición PDC se realiza mediante la aplicación de una tensión de DC a través del objeto de prueba durante un tiempo determinado, en un rango que puede ir desde 5 minutos hasta 3 horas dependiendo de las cantidad de puntos de muestreo que se requieran tomar durante la prueba. A continuación, la fuente de tensión de DC se desconecta y el objeto de prueba se cortocircuita. El proceso de polarización activado previamente da lugar a una corriente de descarga en la dirección opuesta, donde no está presente ninguna contribución de la conductividad, es decir, la corriente de despolarización 43, este fenómeno puede es resumido en la Figura 2, donde T P y T D son los tiempos de polarización y despolarización respectivamente y U 0 corresponde a la magnitud de tensión de polarización aplicada. Las corrientes de carga (i pol ) y descarga (i depol ) están influenciadas por las propiedades del material aislante, así como por su estructura geométrica.
Breve historia
El método PDC es oficializado en 1991 con la publicación de la guía de la IEEE C57.106 44-46, en esta se estipulan los límites de contenido de humedad en los transformadores según su nivel de tensión, Otra normatividad asociada como la IEC 60422 47, la IEEE 62 de 1995 (48 luego integrada en la norma IEEE C57.152-2013 49 y el reporte 349 del CIGRÉ del 2008 50; también son utilizadas en el desarrollo e investigación del método PDC e incluso en los otros métodos que evalúan la respuesta dieléctrica del aislamiento. En 1998 V.D. Houhanessian y W.S. Zaengl publican un artículo donde explican el modelo circuital que existe del aislamiento aceite-papel del transformador 51.
En 2002 T. Leibfried y A.J. Kachler realizan una descripción detallada del método PDC para utilizarlo en línea 43, teniendo en cuenta una publicación anterior difundida en el año 2000 por J.J. Allf, V.D. Houhanessian, W.S. Zaengl y A.J. Kachler 52. En los siguientes 11 años, se publican artículos relacionados con la interpretación del espectro de polarización, la correlación con otras técnicas de análisis dieléctrico y desarrollos en software relacionados y con la mejora en la ejecución del método 53-59. Para el año 2014 S.A. Bhumiwat realiza una nueva entrega investigativa sobre la conducción inusual de corriente en la interfaz papel-aceite por PDC explicando que algunos contaminantes pueden producir ciertas descargas de energía en dichos elementos 60. En 2015 M.A. Talib, N.A. Muhamad y Z.A. Malek realizan una clasificación de las fallas usando PDC y explicando los límites de corrientes y constantes de tiempo para fallas como arcos, sobrecalentamiento y descargas parciales (61.
ESPECTROSCOPIA EN EL DOMINIO DE LA FRECUENCIA (FDS)
El método de diagnóstico FDS, es de tipo no invasivo que se encarga de evaluar la condición del aislamiento aceite-papel en el transformador, basado en la aplicación de una tensión sinusoidal a través de los terminales del objeto de prueba, midiendo la amplitud y fase de la corriente de respuesta que fluye a través de aislamiento con el fin de determinar los parámetros capacitivos del sistema aislante 62. Generalmente, esta prueba va acompañada de PDC debido a los rangos de frecuencia manejados por ambas, PDC para bajas frecuencias y FDS para altas y permite detectar fallas tales como pérdidas, capacitancia y nivel de humedad en el aislamiento celulósico 62-63. También se puede asumir como una extensión de las mediciones de factor de disipación (tanδ) realizadas a frecuencia nominal. El brochure 414 de CIGRÉ y otros manuales son una guía que explica la interpretación de FDS 64,65. Además, este método se realiza bajo los límites que proporcionan las normas internacionales tales como la IEC 61620 de 1998 66. La Figura 3 muestra los distintos factores que influyen en la técnica de FDS.
Breve historia
En el año 2000 se presenta el método FDS como una posible técnica de diagnóstico de transformadores de potencia por U. Gafbert y L. Adeen, entre otros 67. En 2002 el grupo de trabajo 15.01 de CIGRÉ, publica una guía sobre métodos de respuesta dieléctrica para el diagnóstico de transformadores de potencia, en donde es considerado como un buen complemento a los métodos utilizados hasta el momento (PDC-RVM) para determinar la condición de humedad del aislamiento celulósico 68. Un año después W. Zaengl hace publicaciones relacionadas con la aplicabilidad de la espectroscopia en el dominio del tiempo y frecuencia para equipos de alta tensión 69-70.
Adicionalmente, artículos publicados por T. Saha y P. Purkait 71, Gobi K. Supramaniam 72, A. Bouaicha 73, I. Fofana 74, y W. Wang 75, han sido fundamentales para obtener nuevos desarrollos de esta prueba. En el año 2012 M.K. Pradhan realiza una investigación experimental sobre los parámetros que afectan la evaluación de la condición de aislamiento usando FDS 76; y R. Liao y otros, hacen un análisis cuantitativo de la condición de envejecimiento del aislamiento aceite papel por FDS 77. También M. Jaya, Y. Rink, y T. Leibfried publican respecto a esta temática 78. En el año 2016 se publican dos artículos destacados: el primero plantea utilizar el método de FDS en muy bajas frecuencias 79 por Y. Liu, T. Zhang; y el segundo utilizando aceite con nanopartículas por J. Dai, M. Dong, Y. li y otros (80.
MEDICIÓN DE LA TENSIÓN DE RECUPERACIÓN (RVM)
En la técnica de RVM, la función principal es determinar el estado del aislamiento aceite-papel de un transformador. Por lo general, es una prueba que puede ser complementaria a la prueba de PDC o FDS. Cuando se aplica una tensión de DC al aislamiento, las moléculas se polarizan y se orientan en dirección del campo eléctrico. Luego, se abre el interruptor de la fuente de DC y a su vez se cierra un segundo interruptor que permite aplicar un cortocircuito entre los terminales del aislamiento bajo prueba por un breve de período de tiempo (por lo general, corresponde a la mitad del tiempo de carga) despolarizando parcialmente las moléculas. Finalmente, la tercera y última etapa ocurre al momento de abrir el cortocircuito, donde aparece una tensión en los terminales del aislamiento debido a la carga remanente. Esta es la tensión de recuperación y depende en gran medida de la humedad en el sistema papel-aceite del transformador (81.
Breve historia
Esta prueba tuvo sus inicios en la década de los ochenta. En el año 1991 S. Yamanaka, T. Kabeya realizan una aplicación de tensión residual para diagnosticar la degradación en los materiales aislantes. Tres años más tarde se realiza un modelo teórico de varios materiales dieléctricos y se analiza por RVM basado en polarización interfacial 82; también se estudia sobre la relación existente entre este método y otros métodos de respuesta dieléctrica planteados hasta el momento (83. En 1998 se realiza un modelo de mediciones dieléctricas en transformadores de potencia incluyendo RVM y elaborado por CIGRÉ en Francia, además G. Csépes y otros, publican los cimientos prácticos sobre dicho método 84. Luego, se publican varias técnicas y modelos de interpretación alrededor del RVM 85,86, creando incluso sistemas expertos para su ejecución y lectura 87. En el año 2009, C.K Dwivedi y M.B. Daigavane realizan una evaluación del contenido de humedad en aislamiento papel-aceite utilizando RVM (88. A partir del año 2010 hasta la actualidad, las publicaciones relacionadas con este tema han sido enfocadas a mejorar la calidad de la medición e interpretación de resultados, incluyendo parámetros en el dominio del tiempo y de la frecuencia 89-90. También se debe destacar que en el año 2016 se publica un artículo de Z. Ádám y Á. Szirmai 91 donde se intenta modelar la técnica de RVM usando software especializado.
ANÁLISIS DE FURANOS Y GRADO DE POLIMERIZACIÓN
El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está compuesto por fibras de celulosa. Esta última es un polímero formado, a su vez, por moléculas de glucosa. La cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1.000 a 1.200 moléculas de glucosa cuando el papel está nuevo, antes de su instalación en el transformador y su secado en fábrica 5; una vez realizado este proceso, el papel ya instalado en el transformador contiene entre 800 a 1.000 moléculas de glucosa. La longitud promedio de la cadena de la celulosa se denomina grado de polimerización del papel (DP por sus siglas en inglés). A medida que este envejece se produce una descomposición gradual de estas cadenas y por ende la disminución de la rigidez mecánica del papel, esto puede causar fallas al interior del transformador. Además, durante dicho proceso la molécula de la glucosa cambia formando anillos de furano, que suelen migrar hacia el aceite y a altas temperaturas forman diversos compuestos químicos asociados a fenómenos térmicos, eléctricos o mecánicos en el transformador. El cambio en el contenido furánico es el parámetro más importante para determinar si hay la posibilidad de una falla que amerite atención. En la Tabla 2 se puede observar un resumen con la interpretación de los diferentes compuestos furánicos que se pueden encontrar en el aceite mineral del transformador.
Breve historia
En el año 1993 IEC publica el estándar 61198, donde se describe el método para determinar furanos y compuestos relacionados explicando también la técnica analítica HPLC 92. Durante esta década, surgieron las ecuaciones que relacionan el contenido de furanos con el grado de polimerización, y que son propuestas por Chendong en 1991, Pahlavanpour en 1995, Depablo y Shkolnik en 1999. Además, en este último año se publica la guía ASTM D 5837 y que tiene su más reciente revisión en 2015 93.
Para el año 2000 se desarrollan investigaciones relevantes por parte A. Emsley y X. Xiao, dando como resultado cuatro publicaciones de su estudio 94-97, y luego en el año 2005, se realiza una revisión similar, pero utilizando aislamiento celulósico "térmicamente estabilizado", destacándose una conferencia en San Diego (Estados Unidos) del ingeniero T.V. Ommen. En 2007 CIGRÉ publica su brochure 323 98 y a partir de ese año, se han venido realizando actualizaciones de las normas internacionales e investigaciones relacionadas 99-105. Al respecto, se destacan las publicaciones de Z. Wang e I. Hóhlein en el año 2016 que estudian las medidas de metanol y óxidos de carbono presentes en la degradación del papel, complementando así la medición de furanos 106-110.
MÉTODO TERMOGRÁFICO
Es un método realizado principalmente por una herramienta conocida como el termógrafo infrarrojo (IRT-Infrared Thermograph), de carácter no invasivo que permite determinar la condición de temperatura, y por ende realizar un diagnóstico térmico externo (sobrecarga, puntos calientes en bujes o conexiones, etc.) de un transformador (111. Por medio de la termografía pueden detectarse fallas en su etapa temprana tales como oxidación de interruptores de alta tensión, conexiones recalentadas, defectos de aislamiento, puntos calientes en bujes, sobrecarga, etc. En muchas ocasiones, la termografía ayuda a localizar el problema y establecer la gravedad del mismo. La Figura 4 muestra un ejemplo de análisis termográfico para la detección de puntos calientes en un transformador de potencia.
Breve historia
A mediados del siglo pasado, la termografía en la industria crea la necesidad de hacer una herramienta portable capaz de reproducir el método en un sitio determinado y en 1960 se crea la primera cámara termográfica. Más adelante, en el año de 1992 se desarrolla el primer focal para cámaras termográficas que combinó ciertos avances electrónicos publicados hasta el momento 113.
Entre los avances más notables para la mejora de este método, se tiene el detector QWLP (Quantum Well Infrared Photodetector) creado en 2003 y que es capaz de generar imágenes infrarrojas de muy alta calidad. Estándares IEEE como el C57.134 del año 2013 114 y el C57.119 del año 2001 115 que permiten obtener una buena interpretación de las impresiones termográficas que se adquieren durante las pruebas. Por otra parte, se destacan artículos publicados por N. Utami en 2009 116, y de Q. Khan en 2016 117, e incluso un manual publicado por la compañía FLIR en 2012 y 2016 118, convirtiéndose en referentes importantes para esa técnica, utilizada en el mantenimiento predictivo.
EMISIONES ACÚSTICAS
El método consiste en la medición de los niveles de intensidad del sonido, es decir, la detección de las ondas elásticas producidas por la aparición o crecimiento de un defecto en un material y conversión de estas ondas a señales eléctricas. Para ello se utilizan sensores basados en transductores piezoeléctricos, conectados directamente al transformador. La instrumentación de la Emisión Acústica (EA) debe proporcionar alguna medida de la cantidad total de la emisión descubierta para realizar las correlaciones y determinar las fallas. Este método aplica para mediciones en fábrica (off-line) y en sitio donde se encuentra instalado el transformador (on-line). Generalmente las emisiones de ruido derivadas de los transformadores, provienen de tres clases de fuentes: del núcleo por efecto de la magnetostricción, de la corriente que circula por los devanados en presencia de un campo magnético y de equipos externos (ventiladores, bombas de recirculación e intercambiadores de calor) 119. También pueden existir otras causas que originan un ruido anormal tales como descargas estáticas, resonancias, defectos estructurales o esfuerzos de cortocircuito durante fallas (23,120. Un ejemplo de la simulación resultante utilizando la técnica de emisiones acústicas aplicada a un transformador de potencia es mostrado en la Figura 5.
Fuente: 120
Figura 5 Simulación de resultados de una prueba de emisiones acústicas en un transformador.
Breve historia
El origen de este método es atribuido a J. Kaiser en 1950, este hombre fue el primero en utilizar instrumentación electrónica para registrar los sonidos audibles producidos por metales durante su deformación, ocho años después se realizaron ciertas mejoras en la instrumentación por Schofield y Tatro. En 1967 se crea el grupo de trabajo AEWG (Acoustic Emission Working Group) a los que se les atribuye ser los precursores de aplicar el método de manera no invasiva.
En 1973 D. Allan y otros, publican artículo aplicando la prueba de EA a transformadores 121 y luego E. Howells, y E. Norton en 1978 publican un artículo relacionado con la detección de descargas parciales usando EA 122. En los años posteriores, IEEE publica un estándar relacionado con la técnica de EA y la localización de fallas por descargas parciales 123. En 2001 T. Boczar publica un estudio con cálculos para llevar los resultados de emisiones acústicas al dominio de la frecuencia y como resultado tener un espectro de frecuencia de las emisiones con el fin de hallar cierto tipo de descargas parciales 124. Una década después, en el año 2014, se publica un estudio de A. Chicón y P. Berger 125 en donde se demuestra la potencialidad de utilizar EA para diagnosticar ciertos modos de falla del transformador en línea.
ANÁLISIS COMPARATIVO DE LAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO
Con el fin de analizar y clasificar las técnicas antes mencionadas, en esta sección se muestra la Tabla 3, basada en algunos criterios que a juicio de los autores son de especial relevancia y que comparten cada uno de los métodos de diagnóstico anteriormente descritos, permitiendo establecer un breve análisis cualitativo y cuantitativo según las principales características expuestas. Dichos criterios se describen a continuación:
• Aplicabilidad: se refiere únicamente a si la prueba es aplicada en la actualidad "en línea" o por "fuera de línea".
• Tipo de fallas detectables: hace mención a la naturaleza genérica de las fallas que pueden ser detectadas a través de la aplicación básica de la prueba.
• Máximo grado de confiabilidad: surge del grado de "certidumbre" ofrecido por los fabricantes en las fichas técnicas de los equipos que participan en las pruebas. Se ha tomado como referencia un promedio de dicho valor cuando se tienen varios equipos a nivel comercial ofrecidos para la ejecución de los ensayos.
• Normas técnicas y estándares internacionales: está basado en la normatividad más significativa alrededor del ensayo en mención, sin significar que sea de tipo exhaustivo, es decir, pueden existir otras normas alrededor del ensayo bajo estudio.
• Tipo de acceso a la muestra o medición: se basa en el hecho de la necesidad de apertura o desarme del transformador de potencia por parte del ensayo a realizar (Invasiva o No Invasiva) y si su aplicación es localizada directamente sobre el elemento bajo análisis o requiere llevar muestras para ser analizadas en laboratorio (por ejemplo los ensayos físico-químicos del aceite del transformador).
• Tiempo promedio de ejecución requerido: es solo un tiempo de referencia que surge de los
ejemplos y casos mostrados en las referencias bibliográficas que describen cada una de las técnicas de diagnóstico a comparar.
• Pruebas complementarias: hace alusión a sí solo con la prueba en mención se tiene un resultado concluyeme del elemento bajo análisis del transformador, o por el contrario, se recomienda complementar o contrastar la prueba con otras técnicas de diagnóstico.
• Equipos típicos de aplicación de las pruebas: destaca además de los transformadores de potencia, qué otros equipos se les puede aplicar típicamente la prueba en mención.
Como se puede observar en la Tabla 3, cada una de las técnicas estudiadas posee características específicas que la llevan a ser aplicada dependiendo del tipo de estudio que se requiera realizar al transformador. Sin embargo, si se pueden encontrar algunas características entre pruebas que pueden aportar un factor diferencial dentro de la escogencia de las mismas. Por ejemplo, únicamente tres de estas han podido ser aplicadas de manera "On-line" exitosamente (DGA, IRT y EA). Las otras técnicas, aún exigen la desenergización del transformador, convirtiéndose en un factor crítico y obligando a suspender los procesos de producción o transmisión de energía durante un tiempo considerable. Por último, se puede observar que muchas de las técnicas son aplicadas en conjunto o en forma complementaria, debido a que no existe una única técnica que permita detectar las fallas de todo tipo de naturaleza.
La gran mayoría presentan altos índices de confiabilidad (superiores al 90%) dando una buena sensación de madurez y desarrollo de las técnicas. Ninguna es de tipo invasivo y tan solo una es realizada de manera indirecta (Análisis de Furanos y DP) por muestra de aceite. Otro aspecto interesante se refiere a los tiempos de ejecución, en donde hay una gran variabilidad dentro de un rango que va desde resultados casi inmediatos a resultados que pueden tomar hasta cinco horas de muestreo.
Además, los autores del presente estudio, también han querido presentar la Tabla 4, la cual es una comparación cuantitativa de las técnicas expuestas con aquellos factores que pueden ser de alto interés para los procesos de mantenimiento y gestión de activos. Dichos factores son la aplicabilidad, la confiabilidad y el tiempo de ejecución. En el caso de aplicabilidad se da un factor de "1" si es de tipo "On-line" o de "0" si ese de tipo "Off-line", en lo que respecta a la confiabilidad, sencillamente el factor de correspondencia es el porcentaje de la misma en términos decimales, y finalmente, el tiempo de ejecución viene dado por un factor mínimo de 0,25 para la técnica que requiere mayor tiempo, y un factor de 1,00 para la técnica de menor tiempo, las técnicas intermedias toman factores proporcionales a estos extremos.
La Tabla 4 deja ver de una forma numérica las posibles ventajas o desventajas de aplicación de las técnicas de diagnóstico. Es importante resaltar que dependiendo del tipo de falla que se desee encontrar, así mismo se tendrán unas técnicas de diagnóstico más idóneas que otras, tal es el caso de la humedad en el aislamiento celulósico del transformador, donde las pruebas por excelencia las cubren el FDS, PDC y RVM, sin embargo, ninguna de estas permite su aplicación en línea.
En muchos procesos productivos se decide recurrir a métodos indirectos tales como el análisis de Furanos o el DGA, que se basan en la condición físico-química del líquido dieléctrico (aceite mineral) para inferir el estado del aislamiento sólido al interior del transformador, lo cual no necesariamente expresa la condición real del mismo; por ejemplo, la cantidad de agua porcentual contenida en este, la cual está altamente influenciada por dinámica de adsorción de humedad del aislamiento celulósico y su alta dependencia con la temperatura de operación del equipo.
La Figura 6 muestra un resumen con los datos de análisis cuantitativo de las técnicas según los criterios de comparación seleccionados.
CONCLUSIONES
En el presente trabajo, se llevó a cabo una revisión crítica con el fin de obtener información concreta sobre la evolución de ocho de las principales técnicas de diagnóstico y monitoreo de transformadores hasta el día de hoy, considerando las principales características que estas conllevan en su realización. En general, las técnicas estudiadas hacen uso de métodos no invasivos, evitando incluir costos operacionales por desacople de piezas o desarme total del transformador (vaciado de aceite o retiro de devanados o núcleo).
datos con el fin de obtener un análisis de mayor confiabilidad y de disminuir los tiempos de muestreo, tal es el caso de la Espectroscopia en el Dominio de la Frecuencia (FDS) o el Análisis de Gases Disueltos en línea (DGA on-line). Adicionalmente, para aquellas pruebas que son realizadas fuera de línea, se cuenta con la normatividad respectiva avalada por entidades internacionales como IEEE, IEC, ANSI, y CIGRÉ.
El análisis comparativo de los métodos de diagnóstico expuestos, permitió establecer que técnicas como la Termografía y Emisiones Acústicas tienen un alto potencial para ser integradas a sistemas de monitoreo en línea de transformadores de potencia. Adicionalmente, la técnica de DGA también presentó un buen comportamiento en este aspecto.
Finalmente, se espera que técnicas como FRA y FDS puedan realizarse en línea en los próximos años, reduciendo los costes de mantenimiento y aumentando la confiabilidad operativa de los transformadores de potencia.
